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欧洲电力市场的阴晴变幻
作者：EnriquedeLeyva，PerA.Lekander
来源：《麦肯锡高层管理论丛》2003.2
发电企业应密切关注欧盟委员会关于限制温室气体排放的提案，这一提案可能产生意想不到
的效果。
欧洲计划对导致全球气候变暖的温室气体排放进行控制，这一举措可能会导致能源价格上涨，
无论是民用个人用户还是企业用户均不能幸免，同时，还将加速发电企业用天然气来替换煤
（包括褐煤）作为主要发电燃料的进程。上述结论是基于麦肯锡针对欧盟委员会限制电厂及
重工业企业温室气体排放方案，对欧洲大陆能源市场①可能出现的新格局进行分析测算得出
的。事实上，我们的这一测算模型还显示了另外一个看似自相矛盾的发现：在公用事业监管
当局不予以干涉的情况下，这个限制二氧化碳(CO2)排放的方案能够为包括二氧化碳排放量
最大、以化石矿物为燃料的常规电厂(fossilfuelburninggenerator)在内的很多电力企业
带来意想不到的好处。
按照这一方案的现有提法，发电企业可以投资建设新的天然气电厂，注销老旧的燃煤电厂。
虽然这又是一笔成本，但是按照预计，批发电价将上涨40%，由此所带动的经营利润的提高
将远远超出先期的投入。不过，欧洲电力监管部门历来不会让公用事业企业免费“搭便车”，
在目前减少温室气体排放的当口也不可能例外。倘若真如我们的模型所示，一些电厂能从中
渔利，那幺这一方案到2005年1月正式生效之前，应该是会做进一步修改的。
此方案虽然有着深远的战略意义，但是迄今为止，欧洲发电企业和耗能大户并未对其细节给
予足够的重视。而正是这些细节将决定：在新建燃气电厂之前应关闭哪些（以及多少）燃煤
电厂和燃油电厂；那些剩余的燃煤电和燃油电厂该怎样，在何时能最大限度地赢利；以及欧
洲市场对天然气将会增加的需求量。与此同时，电价的上涨会迫使耗能大户考虑新的节能方
法，寻找其它替代性能源或是设法节约成本，这些都将影响到发电企业的效益。
在方案施行的7年（2005至2012年）间，现有电厂效率的提高以及输电和配电价格的降低
可能部分抵消麦肯锡模型所预测的电价上涨。但是，这一模型总归能使各个方面都能够更加
清晰地了解二氧化碳排放管制对自己所意味的成本，不管布鲁塞尔方面最后出台的法规怎样，
欧洲发电行业可能都要经历一场根本性的变革。
抑制二氧化碳排放，向京都议定书的目标靠拢
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促成欧盟委员会这一提案的是1997年签署的《京都议定书》。《京都议定书》是一项国际协
议，其主旨是在2008到2012年期间，使发达国家温室气体排放量与其1990年的总体排量
相比至少降低5%。虽然对该议定书的法律效力仍存有争议①，但是欧盟仍信守承诺，决定要
将排放量比1990年的水平降低8%，争取实现自己在京都定下的目标（图表1）。
为此，欧盟委员会提出了被称为“限额交易”(Cap-and-Trade)的计划提案（参见附文《限
额交易方案是怎样运作的？》），要求占欧盟总排放量46%的5000多家能源和工业生产厂家
执行①。方案中设定了这些工厂温室气体每年排放量总量的上限。每年将计算每家工厂排放
总量，每家工厂有权排放不超过这个量（额度）的气体。
企业的这些排放权大多数是免费分配的，但超过的需要则须在按此方案管制的市场上购买或
是交纳罚金。其它厂家可以在这个市场上出售它们剩余的排放权，或是转到其它项目上使用。
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有的工厂还可以想方设法减少排放，从而将节省下来的排放权出售给其它发电厂或排放大户。
排放权的市场价代表了排放温室气体的成本，并同时取决于二氧化碳排放量，因为二氧化碳
占到这一方案所涉及的所有温室气体排放量的95%以上。
二氧化碳定价与以气代煤
考虑到欧盟委员会方案的可能调整，大多数的研究预计，二氧化碳排放权的预期市场价应在
每吨15欧元（约合14.80美元）到30欧元之间。麦肯锡自行开发的模拟模型（图表2）也
证实了欧洲大陆市场这一价格幅度。据我们预计，价格在初期经过一些波动后到2008年将
稳定在每吨25欧元左右（图表3）。
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各种价格分析的共同结论表明，根据这一方案，到2008年二氧化碳排放权的需求将超过供
应上限14%—30%。提倡限额交易方案就是要以尽可能低的成本缩小这种供求的差距。除了将
俄罗斯纳入这一方案之外，①欧洲国家最经济有效的手段莫过于以天然气取代煤来发电。生
产同样数量的电，燃气电厂所需要的排放权不足燃煤电厂（煤电厂也被称为高排放电厂）的
一半，因为前者排放的二氧化碳不到后者的一半。（天然气所含的碳较少，而且现代化燃气电
厂的效率更高。）
一旦排放权价格达到每吨25欧元，建设和运营高效燃气电厂就比继续经营高排放电厂更为
划算。而这些高排放电厂一旦关闭，其排放权就会流通到市场上，导致价格的回落。价格较
低时，高排放量电厂继续经营下去就比较划算，而且可以满足对电力不断增长的需求。然而
随着对排放权需求的增长，其价格又会被抬升到每吨25欧元这个临界点上。
只有在经常性的需求高峰时（如：周末或是冬季），许多尚存的高排放电厂才需要开工。据我
们预计，从2005年到2012年间，这些电厂中大约三分之一将转为按需生产（因此可能需要
进一步投资来改变目前的运营模式），还有三分之一将按基本生产负载运转，另外三分之一将
关闭，被天然气厂所取代。届时，随着天然气技术的改善，再加上目前看来非常充足的供给，
发电燃料煤可能将被天然气所代替。二氧化碳排放管制的结果之一即是天然气将更快地取代
煤，成为欧洲非核电供应市场的主力军。
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事实上，以天然气取代煤是达到目标减排量的惟一现实手段①。在传统高排放量的发电行业，
技术的进步对二氧化碳排放量的降低所起到的作用十分有限，因为二氧化碳不像二氧化氮和
二氧化硫等微粒型气体那样是可以过滤的。可采用再生能源技术和碳滞留（carbon
sequestration）这两种方式（将二氧化碳重新注入海洋或地壳，或是增加植被来吸收排放）
最多可以各自减少10%的目标排量。例如，采用风力发电，则排放权必须达到每吨50欧元才
能与燃气发电相竞争。至于用太阳能发电，更是要待到每吨排放权价格高达100欧元才行。
另外，采取这两种发电方式，电力的供给必须保证切实可靠。随着能源消耗的增长，这些技
术对于控制温室气体的排放至关重要，但对于实现欧盟委员会方案所确定的2012年排放目
标并不会有很大作用。
提高能源价格
按目前的建议方案，排放控制的成本要由消费者、整个行业以及电力企业来承担，而电力企
业自身的运营赢利尚未得到足够的提高，无法消化燃煤电厂关停成本。
在竞争激烈的商品市场中，例如电力批发市场，现货市场价格是由为满足需求而生产的最后
单位产品的成本决定的②。图表4表明了为什幺在大多数欧洲电力市场中，生产最后一度电，
也就是要支付这附加的25欧元/每吨的二氧化碳排放费用的发电厂，往往会是常规电厂。从
理论说，这项额外成本会附加在电力批发价格上，而且我们的模型也确认，实施二氧化碳排
放限制后，现货平均批发价格会比没有此类限制时的市价高出30%。这样的价格上升将会反
映在长期供电合同滚动续签的过程中。
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